国家电投集团陆上光伏发电工程典型设计

(1.0版)国家电力投资集团有限公司为推动国家电力投资集团有限公司标准化管理实现规划、设计、建设、验收、运维和评价对标闭环管理，持续完善、提升，促使集团公司内部的整体协同，用标准化推进专业化，将标准化融入项目全寿命周期管理体系，统一陆上光伏发电工程的设计标准，集团公司组织编写了《陆上光伏发电工程典型设计》(以下简称“典型设计”),主要内容包括：适用范围、规范性引用文件、总则、术语与定义、太阳能资源及发电量计算、规划选址、升压站设计、光伏场区设计、典型设计方案以及智慧化提升措施等内容。主要编制单位：国核电力规划设计研究院有限公司国家电投集团光伏产业创新中心有限公司主要编制人员：张治、李东建、胡彬、韩愚非、朱葛峻、熊再豹、主要审查人员：孙玉泰、沈有国、徐进、王斌、彭冲、周平、刘世隆、王伦、徐润明、赵长宇、王范蒋方杰、赵品龙、张坤、冉祥发、王文龙杨泉、李建党。本典型设计系首次发布。i1适用范围 2规范性引用文件 3总则 54术语与定义 65太阳能资源及发电量计算 95.1太阳能资源分析 95.2发电量计算 6规划选址 6.1光伏电站选址 6.2升压站选址 7升压站设计 7.1接入系统方案 7.1.2送出线路 7.1.4无功补偿 7.2电气一次 7.2.1电气主接线 7.2.2短路电流及设备选择 7.2.3过电压保护及接地 217.2.4站用电 i7.2.5照明 7.2.6电缆敷设及防火封堵 7.3电气二次 7.3.1升压站计算机监控系统 257.3.2继电保护及安全自动装置 7.3.3系统调度自动化 7.4智慧辅控系统 7.4.1在线监测子系统 7.4.2火灾消防子系统 7.4.3安全防卫子系统 7.4.4动环子系统 7.4.5智能锁控子系统 7.4.6智能巡视子系统 7.5通信 7.5.1系统通信 7.5.2站内通信 7.6站区总平面 7.6.1总平面布置 7.6.2竖向布置 7.6.3道路 7.6.4围墙大门 7.6.5管沟布置 7.7建筑 7.7.1预制舱 7.7.2建筑 7.7.3建筑构造 7.7.4建筑节能 7.7.5建筑装修 7.8结构方案 7.8.1基本规定 7.8.2材料选择 7.8.3建筑物上部结构 7.8.4建筑物地基与基础 7.8.5户外构筑物结构型式 7.8.6户外构筑物地基与基础 7.8.7电缆沟 7.8.8防腐蚀措施 7.8.9沉降观测 7.9给排水系统 7.9.1生活给水系统 7.9.2排水系统 7.10采暖及通风 7.10.1采暖系统 7.10.2通风系统 7.10.3空调系统 7.11消防系统 7.11.1生产建筑的火灾危险性分类和耐火等级 7.11.2建(构)筑物的安全疏散和建筑构造 7.11.3消防给水、灭火设施 7.11.4供暖、通风和空气调节 687.11.5消防供电、应急照明 7.11.6气体灭火系统 8光伏场区设计 8.1光伏场区总平面 8.2光伏系统方案 8.2.1设备选型 8.2.2设备布置 8.2.3光伏阵列运行方式 8.2.4光伏方阵布置 8.2.5容配比分析 8.3光伏支架和基础 8.3.1光伏支架 8.3.2支架基础 8.3.3光伏支架与光伏组件连接方式 8.3.4光伏支架与基础连接方式 8.3.5组串逆变器和汇流箱支架 8.3.6箱变基础 8.4电气一次 8.4.1电气主接线 8.4.2站用电系统 8.4.3过电压保护及接地 8.4.4电缆选型及敷设 V8.5电气二次 8.5.1光伏场区监控系统 8.5.2光伏场区继电保护 8.5.3智慧辅控系统 8.6场内通信 8.7消防系统 8.8集电线路 8.8.1一般规定 8.8.2集电线路路径规划原则 8.8.3气象条件 8.8.5基础 8.8.6导线、地线、绝缘子和金具 8.8.7绝缘配合与防雷接地 8.8.8空气间隙 8.8.11交叉跨越 9典型设计方案 9.1典型设计方案说明 9.1.1设计条件 9.1.2典型设计方案选择 9.2典型设计方案A1(35kV-50MW汇流站) 9.2.1建设规模 9.2.2总平面布置 9.2.4电气二次 9.2.8给排水设计方案 9.2.9暖通方案 9.3典型设计方案A2(110kV-100MW升压站) 9.3.1建设规模 9.3.2总平面布置方案 9.3.4电气二次 9.3.5通信方案 9.3.8给排水方案 9.3.9暖通方案 9.3.10消防方案 9.4典型设计方案A3(220kV-200MW升压站) 9.4.1建设规模 9.4.2总平面布置 9.4.3电气一次 9.4.4电气二次 9.4.5通信方案 9.4.6建筑 9.4.7结构 9.4.8给排水方案 9.4.9暖通方案 9.4.10消防方案 9.5典型设计方案A4(220kV-300MW升压站) 9.5.1建设规模 9.5.2总平面布置方案 9.5.3电气一次 9.5.4电气二次 9.5.5通信方案 9.5.6通信 9.5.7建筑 9.5.8结构 9.5.9给排水 9.6典型设计方案A5(330kV-1000MW升压站) 9.6.1建设规模 9.6.2总平面布置方案 9.6.3电气一次 9.6.4电气二次 9.6.5通信 9.6.6建筑 9.6.9暖通方案 9.6.10消防方案 9.7典型设计方案B1(580Wp-3125kW集中式-固定光伏发电单元) 9.7.1方案概述 9.7.2设备选型 9.7.3光伏方阵接线 9.7.4光伏方阵布置 9.7.5光伏场区防雷接地 9.7.6光伏场区监控系统 9.7.7光伏场区继电保护 9.7.8智慧辅控系统 9.7.10光伏支架及基础 9.7.11光伏场区消防 9.8典型设计方案B2(580Wp-320kW组串式-跟踪光伏发电单元) 9.8.1方案概述 9.8.2设备选型 9.8.4光伏方阵布置 9.8.5光伏场区防雷接地 9.8.6光伏场区监控系统 9.8.7光伏场区继电保护 9.8.8智慧辅控系统 9.8.9光伏场区通信 9.8.10光伏支架及基础 9.8.11光伏场区消防 9.9典型设计方案B3(690Wp-3125kW集中式-固定可调光伏发电单元) 9.9.1方案概述 9.9.2设备选型 9.9.3光伏方阵接线 9.9.4光伏方阵布置 9.9.5光伏场区防雷接地 9.9.6光伏场区监控系统 9.9.7光伏场区继电保护 9.9.8智慧辅控系统 9.9.9光伏场区通信 9.9.10光伏支架及基础 9.9.11光伏场区消防 9.10典型设计方案B4(690Wp-300kW组串式-柔性支架光伏发电单元) X9.10.1方案概述 9.10.2设备选型 9.10.4光伏方阵布置 9.10.5光伏场区防雷接地 9.10.6光伏场区监控系统 9.10.7光伏场区继电保护 9.10.8智慧辅控系统 9.10.10光伏支架及基础 2429.10.11光伏场区消防 9.11典型设计方案B5(580Wp-320kW组串式-山地光伏发电单元) 2439.11.1方案概述 9.11.2设备选型 9.11.4光伏方阵布置 9.11.5光伏场区防雷接地 9.11.6光伏场区监控系统 9.11.7光伏场区继电保护 2479.11.8智慧辅控系统 9.11.10光伏支架及基础 2489.11.11光伏场区消防 9.12图纸目录 2499.12.1典型设计方案A1(35kV-50MW汇流站)附图 9.12.2典型设计方案A2(110kV-100MW升压站)附图 2499.12.3典型设计方案A3(220kV-200MW升压站)附图 2499.12.4典型设计方案A4(220kV-300MW升压站)附图 249 2509.12.6光伏场区典型设计方案附图 附录A:智慧化提升措施 A.1智慧化分级 A.2智慧化提升模块 A.2.1一次设备模块 A.2.2计算机监控系统模块 A.2.3智能辅控系统在线监测子系统模块 A.2.4智能辅控系统火灾消防子系统模块 A.2.5智能辅控系统安全防卫子系统模块 A.2.6智能辅控系统动环子系统模块 A.2.7智能辅控系统智能锁控子系统模块 A.2.8智能辅控系统智能巡视子系统模块 1本文件提出了国家电力投资集团有限公司陆上光伏发电工程的设计原则与典型设计方案。本文件适用于110kV及以上电压等级接入电网的地面光伏发电工程，其它光伏发电工程可参照执行。本文件适用于集团公司所属各全资、控股公司新建和扩建的地面集中式并网光伏发电工程的设计工作，境外投资建设的光伏发电工程可参照执行。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件。不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修订单)适用于本文件。表2-1引用规范列表序号规范编号1《绝缘配合第1部分：定义、原则和规则》2《绝缘配合第2部分：使用导则》3456789《混凝土结构设计规范》(2015年版)《建筑抗震设计规范》(2016年版)2序号规范编号3序号规范编号《六角头螺栓C级》分类要求》《金属覆盖层钢铁制件热浸镀锌层技术要求及试验方法》4序号规范编号《3.6kV～40.5KV交流金属封闭开关设备和控制设备》《高压/低压预装箱式变电站选用导则》《220kV～1000kV变电站站用电设计技术规程》5序号规范编号3总则(1)满足“安全可靠、经济适用、技术先进、节能环保”的要求，具有通用性、统一性、兼顾性和前瞻性。(2)遵守“无人值班、少人值守”的原则，建设智能化、智慧化的新能源场站。(3)应用一体化监控、远程智能巡检等先进数智化技术，实现场站安防、日常巡检、运行监控、维检管理的智能化、智慧化。(4)搭建智慧运营管理体系场站侧架构，实现数据标准统一、数据接口统一、接入规范统一。(5)采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备。(6)建设国家电力投资集团有限公司企业文化标识系统，实现企业安全、文化标识系统标准化。(7)践行国家电力投资集团有限公司“绿色、创新、融合，真信、真干、真成”的核心价值观。64术语与定义本标准采用的术语与定义，除应符合《电工术语》(GB/T2900)外，并做如下补充：(1)智慧场站以“提升本质安全、提高运营效率、改善员工生活品质”为目的，应用先进数智化技术，实现场站运行控制集中化、运维检修集约化、生产作业智能化、运营管理智慧化，最终具备全站状态透明、设备运行可靠、故障隐患预知、现场作业少人、生产营销协同等特征的新型(2)智慧设备以智慧检测为基础，具有灵敏准确的自我感知、自我诊断、控制网络化、状态可视化、信息互动化特征的相关设备。(3)智慧场站边缘一体机智慧场站边缘一体机，融合“云、大、物、移、智、链、边”等技术，整合就地各智慧传感或智能感知设备的实时数据资源，通过统一接口规范接入上级集控中心。主要实现数据采集、数据处理、就地展示、数据转发等功能，为实现场站安防、智能巡检、设备在线监测等感知设备，提供最低限度的一体化接入工具。(4)光伏组件具有封装及内部联结的，能单独提供直流电输出的，最小不可分割的太阳电池组合装置。又称太阳电池组件。(5)光伏组件串在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直7流电输出的电路单元。(6)光伏方阵将光伏组件在电气上按一定方式连接在一起，并按一定规律进行排布、安装后构成的直流发电单元。又称光伏阵列。(7)光伏发电单元光伏方阵直流发电经逆变器逆变，再经就地升压变压器升压成符合电网频率和汇集电压要求的电源。又称单元发电模块。(8)光伏发电系统利用太阳电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成交流电能的发电系统；光伏发电系统按是否接入公共电网可分为并网光伏发电系统和独立光伏发电系统；并网光伏发电系统按接入并网点的不同又可分为用户侧光伏发电系统和电网侧光伏发电系统。(9)光伏发电站以光伏发电系统为主，包含各类建(构)筑物及检修、维护、生活等辅助设施在内的发电站。(10)辐射式连接各个光伏发电单元或系统分别用断路器与汇流母线连接。(11)“T”接式连接若干个光伏发电单元并联后通过一台断路器与汇流母线连接。(12)跟踪系统通过支架系统的旋转对太阳入射方向进行实时跟踪，从而使光伏方阵受光面接收尽量多的太阳辐射量，以增加发电量的系统。(13)单轴跟踪系统8绕一维轴旋转，使得光伏组件受光面在一维方向尽可能垂直于太阳光的入射角的跟踪系统。(14)双轴跟踪系统绕二维轴旋转，使得光伏组件受光面始终垂直于太阳光的入射角的跟踪系统。(15)集电线路在分散逆变、集中并网的光伏发电系统中，将各个光伏组件串输出的电能，经汇流箱汇流至逆变器，并通过逆变器输出端汇集到发电母线的直流和交流输电线路。(16)公共连接点电网中一个以上用户的连接处。(17)并网点对于有升压站的光伏发电站，指升压站高压侧母线或节点。对于无升压站的光伏发电站，指光伏发电站的输出汇总点。(18)孤岛现象在电网失压时，光伏发电站仍保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的状态。(19)计划性孤岛现象按预先设置的控制策略，有计划地出现的孤岛现象。(20)非计划性孤岛现象非计划、不受控出现的孤岛现象。(21)防孤岛防止非计划性孤岛现象的发生。9(22)安装容量光伏发电站中安装的光伏组件的标称功率之和，计量单位是峰瓦(23)峰瓦光伏组件在标准测试条件下，最大功率点的输出功率的单位。(24)额定容量光伏发电站中安装的逆变器的额定有功功率之和，计量单位是瓦(25)真太阳时以太阳时角作标准的计时系统，真太阳时以日面中心在该地的上中天的时刻为零时。(26)最大功率跟踪利用硬件设备和软件控制策略，让光伏组件串的输出功率始终工作在最大功率点附近。5太阳能资源及发电量计算5.1太阳能资源分析(1)光伏电站设计应对站址所在地的区域太阳能资源基本状况进行分析，并对相关的地理条件和气候特征进行适应性分析。(2)若现场进行了连续1年以上、10年以下的太阳能辐射观测工作，应分析整理现场实测太阳辐射观测数据，并通过比值法或相关法对代表年时间序列进行订正，得到可以反映电站长期平均水平的工程代表年太阳能辐射数据。(3)若现场未进行太阳能辐射观测工作，应收集长序列数据。长序列数据共三类，按优先级顺序依次为：参证气象站长序列实测数据、参证气象站长序列计算数据、格点化长序列计算数据(Meteonorm数(4)参证气象站长序列实测数据和长序列计算数据应收集近期连续10年以上的太阳辐射长期观测记录数据，数据地理位置与场址位置应属于同一气候区，两地之间距离不宜超过100km,两地地形应无明显(5)格点化长序列计算数据源应选择2种及以上，比选过程应结合附近光伏发电工程相关数据等综合分析，合理选择数据源。(6)太阳能资源分析应计算工程所在区域的水平面总辐射量、稳定度、直射比等，并评估相应等级。5.2发电量计算(1)应根据工程代表年太阳辐射数据和光伏组件的特性，结合工程所在地区的气候特征，控制系统特性及发电工程效率等因素，分析计算光伏发电工程第一年的理论发电量。(2)应根据所选组件的年衰减系数，提出合理的逐年衰减系数，并计算出运行期25年内逐年的理论发电量。对于双面组件，PERC、应不高于2%、1%、1%和1%,之后每年衰减率应不高于0.45%、0.4%、0.35%、0.25%;对于单面组件，PERC和TOPCon组件自项目投产运行之日起，一年内衰减率分别应不高于2%、1%,之后每年衰减率应不高于0.55%和0.4%。(3)应根据光伏组件效率、低压汇流及逆变器效率、交流并网效率等方面因素，确定光伏发电系统总效率。当同一工程有多种运行方式或布置方案时，应分别计算各方案的系统效率。折减因素宜主要包括以下内容：1)直流电缆损耗。2)电池板不匹配造成的损耗。3)灰尘积雪及局部遮挡损耗。4)交流线路损耗。5)逆变器损耗。6)不可利用的太阳辐射损耗。7)系统故障及维护损耗。8)变压器损耗。9)温度影响损耗。根据光伏产业的技术水平现状，集中式光伏电站的站内系统综合效率(不含双面增益)一般不应超82%,超出的应给出合理说明。(4)对于选用双面组件的光伏电站，双面组件背面增益应根据现场实际条件，确定地表反射率、离地高度、倾角、前后排间距等，采用专业软件仿真计算后合理取值，增益一般不应超过5%,若超出应给出合理说明。表5.2-1不同地表状态反射率表新雪注：上表仅供参考。(5)当光伏电站所在区域存在弃光限电情况时，应收集统计周边光伏电站弃光限电率，并分析未来弃光限电的可能性，提出弃光限电折减系数。(6)应根据工程代表年太阳辐射数据、系统总体方案，结合光伏组件衰减率，对第1年至第25年的年发电量进行计算，得出25年运6规划选址6.1光伏电站选址(1)光伏电站选址应根据国家可再生能源中长期发展规划、地区自然条件、太阳能资源、交通运输、接入电网、地方政府能源发展规划、其他设施等因素全面考虑；在选址工作中，应从全局出发，正确处理与相邻农业、林业、牧业、渔业、工矿企业、城市规划、国防设(2)光伏电站选址应结合电网结构、电力负荷、交通、运输、环施工以及周围工矿企业对电站的影响等条件，拟订初步方案，通过全(3)光伏电站选址应避让耕地、生态保护红线、历史文化保护线、特殊自然景观价值和文化标识区域、天然林地、国家沙化土地封禁保护区等；涉及自然保护地的，还应当符合自然保护地相关法规和政策要求。(4)光伏电站选址应避让军事用地、文物保护区等特殊使用价值的地区，不应设在有开采价值的露天矿藏或地下浅层矿区上。(5)光伏电站选址不应破坏原有水系，做好植被保护，减少土石方开挖量，并应节约用地，减少房屋拆迁和人口迁移。(6)光伏电站选址应避开空气经常受悬浮物严重污染的地区，及危岩、泥石流、岩溶发育、滑坡的地段和发震断裂地带等地质灾害易(7)当站址选择在采空区及其影响范围内时，应进行地质灾害危险性评估，综合评价地质灾害危险性的程度，提出建设站址适宜性的评价意见，并应采取相应的防范措施。(8)光伏电站选址应结合规划容量考虑防洪等级、防洪标准及防洪措施。光伏电站选址涉及河湖水域的，应避让河道、湖泊、水库和具有防洪、供水功能及水生态、水环境保护需求的区域，不得妨碍行洪通畅，不得危害水库大坝和堤防等水利工程设施安全，不得影响河势稳定和航运安全，并符合各省(自治区、直辖市)实际规定。(9)光伏电站选址宜符合当地土地利用规划或国土空间规划，不得占用永久基本农田、基本草原。应符合光伏林地使用政策，不占国家公益林、有林地等禁止使用的林地类型。光伏电站选址涉及使用林地的，须采用林光互补模式，可使用年降水量400毫米以下区域的灌木林地以及其他区域覆盖度低于50%的灌木林地，光伏支架最低点应高于灌木高度1米以上。光伏方阵的安装高度、支架基础型式及前后排行间距应符合当地政策。(10)光伏电站站址宜选择在地势平坦、开阔的地区或北高南低的坡度地区，附近不存在高山或障碍物遮挡。山地整体地形起伏不应变化过多，南北向最大坡度不宜超过25度，东西向地形起伏应平缓。对于南北向坡度超过25度的复杂山地地形，应评估施工、道路运输等条件综合确定该站址可行性。(11)光伏电站站址宜选择在当地政府积极参与和支持，提供优惠政策和各种便利条件的地区。(12)应收集或实测光伏场区1:1000的地形图，升压站区域1:500地形图。6.2升压站选址(1)升压站站址宜符合国土空间规划，应与当地城镇规划、工业区规划、自然保护区规划或旅游规划区规划相协调。(2)站址不宜压覆矿产及文物，应避免与军事、航空和通信设施(3)站址应避开滑坡、泥石流、地势低洼区、塌陷区、溶洞、采空区、明和暗的河塘、岸边冲刷区、易发生滚石的等不良地质区域。选择具有适宜的地质、地形和地貌条件的区域。(4)对于山区等特殊地形地貌的变电站，选址应考虑地形、山体稳定、边坡开挖、洪水及内涝的影响。在有山洪及内涝影响的地区建站，宜充分利用当地现有的防洪、防涝设施。(5)站外交通应满足大件设备运输要求。(6)应充分利用就近的生活、文教、卫生、交通、消防、给排水(7)站址应根据光伏场区布置、集电线路设计、场内道路布置，出线方向及接入系统设计的要求，通过技术经济比较分析，选择最佳的站址方案。(9)站址应满足出线条件要求，根据出线方向，留出架空和电缆线路的出线走廊，便于架空和电缆线路的引入和引出，避免或减少架空线路相互交叉跨越。(10)站址周边宜有满足升压站施工的可靠电源及水源。7升压站设计7.1接入系统方案接入系统方案应根据电力系统发展规划、光伏电站装机容量、本期装机容量及其出力特性、总布置地理位置及其地形条件等，经技术经济比较确定。同时还应考虑光伏电站分期建设、分期过渡方式等要求。最终应以接入系统批复意见为准。7.1.1接入电压等级根据光伏电站的规模，合理确定接入电压等级。(1)装机规模小于50MW的光伏电站，宜采用35(66)kV电压等级接入汇流站，经汇流站接入电力系统。(2)装机规模为50~100MW的光伏电站，宜采用110(66)kV电压等级，出线1回接入电力系统。(3)装机规模为100~200MW的光伏电站，宜采用220(330)kV电压等级，出线1回接入电力系统。(4)装机规模为200~600MW的光伏电站，宜采用220(330)kV电压等级，出线1~2回接入电力系统。(5)装机规模为600~1000MW的光伏电站，宜采用220(330)kV电压等级，出线1~2回接入电力系统；该规模的光伏电站可经220(330)kV线路汇集后，以500kV电压等级，出线1回接入电力系统；也可经110kV线路汇集后，以330(500)kV电压等级，出线1~2回接入电力系统。7.1.2送出线路光伏电站送出线路应满足光伏装机容量需要，最终以接入系统批复意见为准。7.1.3主变压器升压站主变压器容量可按光伏电站的最大连续输出容量进行选取，且宜选用标准容量。7.1.4无功补偿光伏电站的无功补偿装置应按电力系统无功补偿就地平衡和便于调整电压的原则配置。补偿容量按接入系统批复意见或无功补偿专题7.2电气一次7.2.1电气主接线升压站的电气主接线应根据光伏电站在电力系统中的地位，地区电网接线方式，出线回路数和变压器容量、台数确定，综合考虑供电可靠性、运行灵活性、操作检修方便、节省投资、便于过渡或扩建等要求。最终电气主接线以接入系统批复意见为准。35kV电气主接线：采用单母线、单母线分段、扩大单元接线。110(66)kV电气主接线：采用线变组接线或单母线接线，以1回出线接入电力系统；220kV电气主接线：变压器台数为1台的升压站采用线变组接线，以1回出线接入力系统；变压器台数为2~3台时，采用单母线接线，以1~2回出线接入电力系统；变压器台数为4台及以上时，采用双母线接线或双母分段接线，以1~2回出线接入电力系统。330kV电气主接线：变压器台数为1台的升压站采用线变组接线，以1回出线接入电力系统；变压器台数为2台及以上时，采用3/2断路器接线或双母线接线，以1~2回出线接入电力系统。35kV中性点接地方式：宜采用经电阻接地方式。110kV~220kV主变中性点接地方式：宜采用有效接地。330kV中性点接地方式：宜采用直接接地方式。7.2.2短路电流及设备选择7.2.2.1短路电流水平35kV电压等级：短路电流控制水平31.5kA,设备短路电流水平66kV电压等级：短路电流控制水平31.5kA,设备短路电流水平110kV电压等级：短路电流控制水平40kA,设备短路电流水平40kA。220kV电压等级：短路电流控制水平50kA,设备短路电流水平50kA。330kV电压等级：短路电流控制水平63(50)kA,设备短路电流水平63(50)kA。7.2.2.2主要设备选择电气主要设备选择应符合《导体和电器选择设计规程》DL/T52226kV~750kV电器的正常使用海拔不超过1000m。对于安装在海拔高度超过1000m但不超过4000m地区的电器，其外绝缘应进行高海拔修正，修正计算依据《高压配电装置设计规范》DL/T5352、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》(GB/T50064)和《绝缘配合第1部分：定义、原则和规则》(GB/T311.1)等规范要求进行修正。(1)主变压器主变压器采用油浸式、低损耗、双绕组、风冷/自冷式有载调压升压变压器，能效等级满足当地电网要求。油浸式电力变压器冷却方式：180MVA及以下宜选用油浸自冷 (ONAN);240MVA及以下宜选用油浸风冷(ONAF);240MVA以上宜采用强迫油循环风冷(OFAF)或强迫导向油循环风冷(ODAF)主变压器容量、电压变比等参数按接入系统要求配置。主变压器应配置主变在线监测传感器。主变压器宜采用户外布置，对于环境污秽条件受限区域可采用户内布置。对于带平衡绕组的变压器应结合当地电网使用习惯确定。表7.2.2-1主变压器配置参考表50MW及以下///油浸自冷(ONAN)油浸自冷(ONAN)油浸自冷(ONAN)油浸风冷(ONAF)油浸自冷(ONAN)油浸自冷(ONAN)油浸风冷(ONAF)(ONAF);100MVA自冷(ONAN)油浸风冷(ONAF)油浸风冷(ONAF)(2)配电装置1)高压配电装置110/220/330kV配电装置宜采用GIS,也可采用敞开式AIS或HGIS,最终可结合工程实际情况，经技术技经比较确定。在大气污秽严重、场地限制、高抗震设防烈度、高海拔环境条件下，高压配电装置宜采用GIS。用于最低温度为-30℃及以下地区、日温差超过25℃地区、重污秽e级或沿海d级地区、周边有重污染源地区的GIS应采用户内式。高压配电装置采用GIS时，架空进、出线的避雷器和线路电压互感器宜采用敞开式设备。GIS/HGIS应配置局部放电及微水在线监测设备。户内布置的GIS,应配置相应的SF6泄漏检测报警、事故排风及氧含量检测系统。当升压站配置一键顺控时，高压配电装置隔离开关、接地开关应配置电动操作机构。主变高压侧至高压配电装置可采用钢芯铝绞线或管型母线连接。海拔高于2000m的地区，当技术经济合理时，35kV配电装置可采用气体绝缘金属封闭开关设备。每段35kV母线宜预留一面开关柜。35kV主变、线路、隔离、母联回路采用真空断路器，SVG回路采用SF6断路器，投切并联电容器、交流滤波器的断路器应选用C2级断路器，且型式试验项目应包含投切电容器组试验。(3)无功补偿装置无功补偿装置应根据接入系统批复文件或无功补偿专题报告要求升压站内无功补偿设备原则上选用动态无功补偿装置(SVG),动态无功补偿装置宜采用全封闭水冷散热方式，在低温地区，水冷系统应考虑防冻设计。沿海地区无功补偿装置应考虑防盐雾腐蚀设计。(4)接地变及电阻接地成套装置接地变压器宜选用干式无励磁调压设备，接地变可单独设置，采用ZN联接；也可与站用变合用，采用ZN,y11联接。接地变压器宜由35kV配电装置母线引接。7.2.3过电压保护及接地7.2.3.1过电压保护流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064的要求。升压站防直击雷保护由构架避雷针、独立避雷针、屋顶避雷带等升压站雷电侵入波保护采用金属氧化锌避雷器，设置原则如下：35kV及以下：当采用架空出线时，在终端杆处装设跌落式熔断器和氧化锌避雷器，同时在开关柜内出线侧配置氧化锌避雷器或过电压保护器。当采用电缆出线时，在开关柜内出线侧配置氧化锌避雷器或过电压保护器。220kV及以下：出线侧装设一组氧化锌避雷器，主变高压侧与高压配电装置连接处不再增设氧化锌避雷器，母线是否装设避雷器应根据雷电侵入波过电压计算确定。330kV及以上：除出线侧装置一组氧化锌避雷器外，另需在每台主变高压侧与高压配电装置连接处增设一组氧化锌避雷器。升压站内避雷器主要参数见下表。表7.2.3-1避雷器主要参数选择表电压避雷器型号额定电压(kV,有效值)雷电冲击(8/20us)残压(kV,峰值)7.2.3.2接地接地网工频接地电阻设计值应满足《交流电气装置的接地设计规系统设计规范》GB50116的要求。升压站主接地网采用水平接地体为主，垂直接地体为辅的复合接地网。室外主接地网宜采用热镀锌扁钢，在腐蚀性较重地区，可采用铜材、铜覆钢材、铜包钢或采取其他防腐措施。接地安装完成后需实测接地电阻，若不满足，可采取外引接地装置降阻或回填降阻剂降阻。升压站内应设置二次等电位接地网，应采用截面积不小于100mm²的铜排(缆),等电位地网应与升压站主地网一点相连，连接点设置在继电保护室的电缆沟道入口处，为保证连接可靠，等电位地网与主地网的连接应使用4根及以上，每根截面积不小于50mm²的铜排(缆)。7.2.4站用电站用电系统的电压等级宜采用380/220V,采用动力与照明网络共用的中性点直接接地方式。(1)110kV及以上电压等级升压站应至少配置两路站用电源，装有两台及以上主变压器的330kV及以上电压等级升压站，应配置三路站用电源。(2)站用工作电源宜从主变压器低压侧母线引接。(3)站用电系统应设置备用电源，且引接方式宜符合下列规定：1)升压站仅有1回送出线路时，备用电源宜从站外引接，通常是施工电源作为永临结合考虑。2)当升压站有2回及以上送出线路时，站用工作电源和备用电源宜分别从不同主变压器低压侧电母线引接；当只有1台主变压器时，3)330kV升压站站用电源应从不同主变压器低压侧分别引接2回容量相同、可互为备用的工作电源，并从站外引接1回可靠站用备用4)当无法从站外取得备用电源或站外电源的可靠性无法满足时，可采用柴油发电机作为备用电源。(4)站用工作变压器的容量应能满足升压站正常生产和生活用电的要求。(5)备用变压器的容量应能满足升压站恢复生产、基本生活和维护需要的用电容量。(6)站用变压器采用干式变压器，接线组别宜采用D,yn11。7.2.5照明站内设置正常照明和应急照明，应急照明分备用照明和疏散照明。正常照明采用380/220V三相五线制，由站用电源供电；备用照明采用自带蓄电池方式供电，疏散照明采用A型应急照明集中电源。主控室照明灯具宜采用节能型格栅LED灯，并且在主控室内设置长明灯；配电室宜采用吸顶LED灯和壁装LED灯；屋外配电装置宜采用低位节能型投光灯作为操作检修照明；沿道路设置庭院灯作为巡视照明。站内各生产用房、进出口通道均设应急照明，应急照明采用LED灯和疏散指示灯。蓄电池室、柴油发电机房等有爆炸危险的区域应采用防爆LED灯具。7.2.6电缆敷设及防火封堵电缆敷设及防火符合《电力工程电缆设计标准》GB50217、《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB50229、《电力设备典型消防规程》7.2.6.1电缆敷设火灾自动报警系统的供电线路、消防联动控制线路应采用耐火铜芯电线电缆。其余线缆采用阻燃电缆，阻燃等级不低于C级。升压站主要采用电缆沟及埋管方式敷设，局部采用电缆槽盒敷设。电缆沟道内采用镀锌角钢支架敷设电缆。穿越道路处采用穿热镀锌钢管敷设，并刷防腐漆防腐。当电力电缆与控制电缆或通信电缆敷设在同一电缆沟或电缆桥架内时，,采用分层布置，宜采用防火隔板或防火槽盒进行分隔。下列场所，即：①消防、报警、应急照明、断路器操作直流电源等重要回路；②计算机监控、双重化继电保护、应急电源等双回路合用同一通道未相互隔离时的其中一个回路，其明敷的电缆应采用防火隔板或防火槽盒进行分隔。7.2.6.2防火封堵严格按照有关规程，对电缆通过的有关部位进行封堵处理。所有建筑物与室外电缆沟相连接处的进出口处，均应设置阻火墙。室外电缆沟交叉处及长距离电缆沟每隔100m设置一道阻火墙。阻火墙两侧电缆1.5m范围，需刷防火涂料。电缆穿管后管端的缝隙、穿电缆用的楼板孔洞、电缆沟壁预留的电缆孔以及各屏位底部的孔洞均应封堵。7.3电气二次7.3.1升压站计算机监控系统7.3.1.1设计原则(1)升压站按“无人值班、少人值守”原则设计。当光伏装机容量较小时，升压站主控室设置一套计算机监控系统，升压站计算机监控系统负责采集升压站内电气设备及光伏场区设备的信息，上传电网调度，并接收调度端指令，实现对光伏场的控制及调节。当光伏装机容量较大时，光伏监控系统可由光伏逆变器厂家配套提供，作为升压站计算机监控系统的间隔层设备。光伏监控系统监控范围包括光伏阵列、汇流箱、逆变器、箱变等。(2)升压站计算机监控系统采用开放式、分层分布结构，逻辑上宜分为两层(站控层、间隔层);通过技术经济比较，也可分为三层(站控层、间隔层、过程层),当采用三层逻辑结构时，升压站电气二次设备相关配置应满足《智能变电站监控系统设计规程》DL/T5625、《智能变电站技术导则》Q/GDW383要求。(3)升压站计算机监控系统站控层设备按远景规模配置，间隔层、过程层设备按工程实际规模配置。(4)计算机监控系统应配置智能防误系统，设置完整的站控层防误闭锁设备和完整的电气闭锁回路，间隔层测控装置宜具备防误闭锁功能，可配置一键顺控系统。7.3.1.2计算机监控系统结构及配置升压站计算机监控系统应符合DL/T860要求，采用开放式、分层分布式系统结构，整个系统纵向分为两层：间隔层和站控层。间隔层采用电气单元设置现地测控单元，站控层采用功能分布结构。间隔层与站控层之间采用双以太网结构。(1)站控层站控层由包括主机兼操作员工作站、远动工作站、公用及智能接口设备、网络设备、打印机等，此部分设备可在主控室操作台布置，也可将服务器、工作站组屏布置于继保室。具体配置如下设备：1)2台主机兼操作员工作站；2)1台微机五防主机；3)2套远动通信设备；4)打印机2套。(2)间隔层间隔层负责完成升压站设备的控制监视，各测控单元实现对相应设备的采集和控制。所有间隔层设备测控单元均应设置必要的人机接口设备，在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。按配电装置间隔配置测控装置。主变、110kV及以上电压等级系统测控装置集中组屏，35kV测控保护装置安装在相应的35kV开关柜内。各间隔设备相对独立。(3)网络设备工业级以太网交换机、超五类以太网线、屏蔽双绞线、光纤、网络安全设备等。网络设备按照二次设备室、电压等级配置，满足网络通讯的需要。升压站监控系统交换机网络传输速率应≥1000Mbit/s,应采用经国家或电力工业检验测试中心检测的A类工业级交换机。(4)软件配置1)升压变电监控系统的软件应包括操作系统、数据库、应用软件及网络通信软件等。软件系统的可靠性、兼容性、可移植性、可扩充性及界面友好性应满足光伏电站本期及远景规划要求，2)操作系统应配置经国家安全信息测评的安全操作系统和安全加7.3.1.3计算机系统功能计算机监控系统功能要求应满足《变电站监控系统设计规程》DL/T5149规定；监控系统监测、监控范围按照《35kV-220kV无人值班升压站设计规程》DL/T5103执行，并在此基础上增加光伏阵列、汇流箱、逆变器、集电线路、一次设备状态在线监测等信息。(1)数据采集和处理对升压站设备的运行状态和参数进行采集，并作必要的预处理。模拟量通过变送器或交流采样进行采集，开关量通过无源接点输入，设备信息通过RS485、网络等数据通信的方式接入。(2)数据库的建立与维护具备建立实时数据库的功能，存储并更新全部实时数据。同时具备建立历史数据库的功能，存储并定期更新需要保存的历史数据和运行报表数据。(3)控制及调节具备对站内设备的实时控制及调节功能。(4)智能防误(5)数据通讯(6)系统自诊断(7)时钟对时(8)报文及记录分析(9)语音报警(10)培训仿真及软件开发(11)自恢复功能7.3.1.4防误闭锁升压站内装设一套微机防误闭锁装置，对站内全部断路器、隔离开关和接地开关等进行防误闭锁，实现“五防”操作。即：防止误分、合断路器；防止带负荷分、合隔离开关；防止带电挂(合)接地线(接地开关);防止带接地线(接地开关)合断路器(隔离开关);防止误入带电间隔。五防工作站服务器宜独立配置，五防工作站服务器按照终期规模配置，五防锁具、专用接地装置、高压带电显示器等按照工程实际建设规模配置。升压站具备一键顺控功能时，应配置独立的顺控主机，与智能五防主机相互校核配合，实现顺控逻辑系统。通过断路器、隔离开关判据保障顺控功能的有效执行。7.3.1.5设备接口监控系统应实现与光伏监控系统、逆变器、汇流箱、箱变监控、同步时钟系统、有功功率控制系统、无功功率控制系统、一次调频系统、光功率预测系统、无功补偿装置及附属设备、交直流一体化电源、电能量远方采集设备、同步相量测量装置、智能辅助控制系统、火警及消防、设备状态监测、储能系统(如有)等设备的通信。监控系统应通过远动通信设备实现与调度数据网的通信，接收上级调度部门的调度管理。监控系统应具备与生产运营中心、数据中台的数据接口；也可将数据直接接入生产运营中心，通过生产运营中心转发至数据中台。具体数据点表详见集团光伏场站实时运行数据转发技术规范、智慧场站智能设备数据采集转发规范标准。7.3.2继电保护及安全自动装置继电保护和安全自动装置的设计应符合《继电保护和安全自动装保护和安全自动装置通用技术条件》DL/T478、《光伏电站继电保护技术规范》GB/T32900、反事故措施的规定配置。7.3.2.1送出线路保护装置35kV线路保护按照单套配置，采用微机测控保护装置，保护装置应具备操作箱、重合闸等功能。110kV线路保护应按照单套配置主保护和后备保护合一的光纤电流差动保护，保护装置应具备操作箱、重合闸等功能。(3)220~330kV线路保护220~330kV线路保护按照双重化配置光纤电流差动保护，每套继电保护应具备重合闸等功能。按断路器配置一套双跳闸线圈的操作箱。双重化配置的两套保护应采用不同厂家生产的产品。7.3.2.2母线保护装置35~110kV母线按每段母线配置单套母线差动保护，应具有差动保护、CT断线判别、PT断线判别、复合电压闭锁功能等功能。220~330kV母线按双重化配置母线差动保护装置，含失灵保护功能。母线保护与失灵保护共用保护出口，每套保护分别作用于断路器的一组跳闸线圈。双重化配置的保护应采用不同厂家的装置。7.3.2.3主变压器保护110kV电压等级变压器配置主、后各备一体的双套电气量保护或主、后备独立的单套电气量保护，同时配置一套非电量保护。保护应能反应被保护设备的各种故障及异常状态。220kV及以上电压等级变压器按双重化原则配置主、后备一体的电气量保护，同时配置一套非电量保护；双重化配置的两套保护应采用不同厂家生产的产品。7.3.2.4动态无功补偿装置、接地变压器、站用变压器、集电线路保护接地变压器、站用变压器、集电线路回路各配置单套保护测控一无功补偿装置的本体保护与控制由制造厂成套提供，实现对无功补偿装置的保护、控制、调节，无功补偿装置的本体保护与控制应与升压站计算机监控系统可靠通信。每套无功补偿装置与断路器之间的35kV连接线采用保护测控一体化装置。7.3.2.5故障录波装置接入66kV及以上电压等级的大、中型光伏电站应装设专用故障记录装置，该设备应具有足够的记录通道能够记录故障前10s到故障后60s的情况，并配备至电力系统调度机构的数据传输通道。(1)升压站规模较小时，宜配置单台故障录波装置，高、低压侧(2)升压站规模较大时，宜按建设分期规划分别配置，也可按电压等级配置。7.3.2.6防孤岛装置光伏电站应配置独立的防孤岛保护装置，动作时间应不大于2s。防孤岛保护还应与电网侧线路保护相配合。7.3.2.7保护及故障信息管理子站220~330kV电压等级并网的光伏电站应配置一套保护及故障信息管理子站系统，110kV电压等级并网的光伏电站宜配置一套保护及故障信息管理子站系统，最终根据接入系统要求，确定保护及故障信息管理子站配置方案。7.3.2.8安全稳定控制装置根据接入系统方案的安全稳定计算，按电网要求配置安全稳定控制装置，如切机装置、解列装置等。7.3.3系统调度自动化7.3.3.1调度关系升压站的调度关系应由接入系统确定，远动信息由自动化系统采集、远传，通过调度数据网送往各级调度。7.3.3.2远动设备配置远动通信设备宜采用专用装置按双套冗余配置。远动系统主要技术指标应符合《电力系统调度自动化设计规程》DL/T5003规定的厂站端远动系统主要技术指标要求。7.3.3.3远动信息光伏电站与直接调度管辖的调度端信息上送应遵循“直调直采、直采直送”原则，与非直接调度管辖的调度端信息上送可遵循“直采”原则。远动信息应满足《光伏电站设计规范》GB50797和相关调度端及远方监控中心对升压站的监控要求。7.3.3.4远动通道升压站至调度端的远动通道应具备主、备通道，并按照各级调度要求的通信规约进行通信。主、备通道均应采用调度数据网方式，不具备条件的备用通道可采用专线方式。远动信息传输规约采用《DL/T634.5104远动设备及系统第5-104部分：传输规约采用标准传输规约集的IEC60870-5-101网络访问》和《DL/T634.5101远动设备及系统第5-101部分：传输规约基本远动任务配套标准》。7.3.3.5电能量计量系统光伏电站电能关口计量点应设置在产权分界处，包括光伏电站与电网的产权分界点、能准确计量不同光伏电站业主或不同上网电价的分界点、场用电外来电源接入点。计量关口表一般按有功0.2S级、无功2.0级双表配置，计量用电压互感器准确级不应低于0.2级，电流互感器准确级不应低于0.2S级。电能计量装置接线及主要技术参数应符合《电力装置电测量仪表装置设计规范》GB/T50063的有关规定。光伏电站升压站应按照电力系统调度自动化设计配置电能量远方终端，电能量远方终端应具备电能量信息采集、数据处理、分时存储、长时间保存、同步对时、远方传输等功能，采集各电能计量表信息。配置的电能量远方采集终端，满足通过调度数据网或专线方式将电能量数据上传至各级调度中心的电能量计费系统主站。最终根据接入系统要求确定电能量计量系统配置方案。7.3.3.6电能质量监测装置光伏电站应配置一套电能质量在线监测系统，应设置在光伏电站与电网的产权交界处及不同光伏电站接入升压站处，宜实时监测光伏电站电能质量指标。电能质量监测设备应符合《电能质量监测设备通用要求》GB/T19862的有关规定。最终根据接入系统要求确定电能质量监测装置的配置方案。7.3.3.7同步相量测量装置通过35kV及以上电压等级线路并网且装机容量40MW及以上的光伏电站均应部署相量测量装置(PMU),宜采集光伏场并网点、主变压器各侧、集电线路及无功补偿支路的三相电压及电流、开关状态、集电母线的三相电压。同步相量测量装置具有实时监测、动态数据记录和实时通信、对时、连续录波、宽频振荡监测(包含低频振荡监测、次/超同步振荡监测、宽频段振荡监测)等功能。最终根据接入系统要求确定同步相量测量装置的配置方案。7.3.3.8光功率预测系统装机容量10MW及以上的光伏电站应配置光伏发电功率预测系统，系统具有Oh~72h短期光伏发电功率预测以及15min~4h超短期光伏发电功率预测功能。光功率预测系统设备应符合《电力系统网源协调技19964的有关规定。功率预测数据应上传至集团产业数据中台，具备营销功能支持接最终根据接入系统要求确定光功率预测系统的配置方案。7.3.3.9AGC/AVC系统大、中型光伏电站应配置有功功率控制系统及无功电压控制系统。有功功率控制系统应具有接收并自动执行电力调度部门发送的有功功率及其变化速率的控制指令、调节光伏电站有功功率输出、控制光伏电站停机的能力。;无功电压控制系统具备在其允许的容量范围内根据电力调度部门指令自动调节无功输出，参与电网电压调节的能力。其控制对象应包括逆变器、无功补偿装置及升压站主变有载调压开关；有功功率控制系统及无功电压控制系统设备应符合《光伏电站接入电力系统技术规定》GB/T19964的有关规定。最终根据接入系统要求确定有功功率控制系统及无功电压控制系统的配置方案。7.3.3.10快速频率响应系统光伏发电站一次调频功能应符合《电力系统网源协调技术导则》定。光伏发电站应设置一次调频功能的启用状态信号，动作状态信号，并将信号上传至调度监控系统，启用与停用功能可通过本地或调度监控系统远程控制。一次调频应与AGC协调配合，且优先级高于AGC。最终根据接入系统要求确定快速频率响应设备(一次调频)配置。7.3.3.11调度数据网接入设备光伏电站应配置调度数据网专用接入设备，一般按照双平面配置。接入业务包括远动信息、电能量信息、保护及故障录波信息等，针对不同的业务类型接入不同的安全分区。调度数据网接入设备应符合《电力调度数据网络工程初步设计内容深度规定》DL/T5364的有关规定。最终根据接入系统要求确定调度数据网接入设备配置方案。7.3.3.12电力监控系统二次安全防护根据国家发展和改革委员会2014年第14号令《电力监控系统安全防护规定》、国能安全〔2015〕36号《国家能源局关于印发电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范的通知》、电监会5号令《电力二次系统安全防护规定》等要求，升压站应按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证、综合防护”的基本原则，配置二次安全防护设备。二次安全防护设备主要包括：纵向加密、防火墙、隔离装置、防恶意代码入侵、入侵检测，安全审计、网络安全监测装置等。站控系统与光伏发电单元就地采集终端之间网络通信应部署微型纵向加密装置。最终根据接入系统要求确定电力监控系统二次安全防护设备配置方案。7.3.3.13同步时钟系统时钟同步系统设计应符合《电力系统时间同步基本规定》GB/T36050、《变电站监控系统设计规程》DL/T5149的有关规定。大型光伏电站应配置公用的时钟同步系统，主时钟应采用双机冗余配置，时钟源优先采用北斗系统，时间同步和守时准确度应满足站内所有设备的对时准确度要求。35kV汇流站宜采用单主时钟装置；110kV及以上电压等级升压站采用双主时钟装置，具体接入时钟信号满足接入系统要求。7.3.3.14接入上级集控中心光伏电站通过电力专线通道、运营商通道接入生产运营中心、产业数据中台，通道的建设方案应以属地生产运营中心与电网部门协商情况为准。数据采集需满足“应接尽接，全量转发”的原则，所有生产运营中心接入的数据，需要全量转发至集团公司产业数据中台。升压站宜配置“一采双发”服务器，实现计算机监控系统与生产运营中心、数据中台的数据通信。生产拉制大区(区，区)管理信息大区(区，IV区)产业趋断中台基融应用该行管理所后工作智慧场第省做公司蓄管系图7.3.3-1接入上级中心示意图7.3.3.15交直流一体化电源系统光伏电站交直流一体化电源系统的设计，符合《电力工程直流电源系统设计技术规程》DL/T5044、《电力工程交流不间断电源系统设计升压站采用交直流一体化电源系统。系统分为直流子系统、交流UPS子系统、通信电源子系统。系统配置1套总监控装置，各子系统宜分别配置子监控装置。(1)直流系统直流电压宜选用DC220V;蓄电池宜采用单体为2V的阀控式密封铅酸蓄电池；蓄电池容量应满足非通信负荷2h事故放电要求，切除非通信负荷后，剩余蓄电池容量确保通信设备≥4小时供电要求。具体工程应根据电站规模、直流负荷和直流系统运行方式进行核算确定。蓄电池组数：110kV电压等级并网的光伏电站，当其终期装机规模为100MW及以下时，宜装设1组蓄电池；当其终期装机规模为100MW以上时，宜装设2组蓄电池。220~330kV电压等级并网的光伏电站，应装设2组蓄电池。充电装置型式及台数：充电装置型式宜选用高频开关电源模块型充电装置，模块数量按照N+1配置。采用1组蓄电池时宜配置2套充电装置；采用2组蓄电池时宜配置2套充电装置，也可配置3套充电(2)交流不间断电源(UPS)系统计算机监控系统采用冗余网络形式的升压站，其UPS电源宜按冗余原则配置2套，采用2段单母线接线。UPS电源容量应满足升压站终期建设规模的需求。容量为10kVA及以上的UPS交流主电源输入宜采用380V三相三线制输入，UPS宜采用单相输出。UPS电源交流主输入、交流旁路输入及不间断电源输出均应有工频隔离变压器，直流输入应装设逆止二极管。UPS电源宜采用辐射形供电网络。表7.3.3-2交直流一体化电源配置方案参考表型35kV汇流站110kV升压站(装机容量110kV升压站(装机容量330kV升压站主接线单母线接线单母线接线接线接线接线蓄电池类型1组阀控式密2V,104只1组阀控式密2V,104只护蓄电池，2V,208只护蓄电池，2V,208只2组阀控式密2V,208只型35kV汇流站110kV升压站(装机容量110kV升压站(装机容量220kV升压站330kV升压站蓄电池容量一体化电源系统蓄电池容量应满足非通信负荷2h事故放电要求，切除非通信负荷后，剩余蓄电池容量确保通信设备≥4小时供电要求。规模、直流负荷和直流系统运行方式进行核算确定1套高频开关电源模块型块数量按照置1套高频开关电源模块型块数量按照置电源模块型块数量按照置2套高频开关电源模块型块数量按照置3套高频开关电源模块型双套冗余配置，具体UPS容量各工程应根据电站规模、行核算确定7.4智慧辅控系统智慧辅控系统是对升压站、集电线路、场区内辅助设备进行监视和控制的系统，包括在线监测子系统、火灾消防子系统、安全防卫子系统、动环子系统、智能锁控子系统及智能巡视子系统。由服务器、各子系统监测终端及传感器、网络通信设备组成。智慧辅控系统设计应遵循一体设计、数据标准统一、数据接口统一、远方控制及智能联动等原则，采用自主可控、安全可靠、先进适用的软件和硬件。智慧辅控系统宜采用开放式系统架构，遵循设备集成、功能优化整合的原则，系统功能和设备配置应满足升压站运行管理模式的要求。智慧辅控系统的站控层设备应按终期规模配置，前端传感设备及汇聚处理设备满足工程建设规模需要。各子系统数据可单独上传，也可配置综合应用服务器统一上传。其中，在线监测子系统(升压站和光伏场区部分)、火灾消防子系统接入II区；安全防卫子系统、动环子系统、智能锁控子系统、线路故障在线监测接入III区；智能巡视子系统接入IV区。7.4.1在线监测子系统升压站应配置在线监测子系统，包含数字化表计、光纤测温预警、变压器在线监测、GIS在线监测、35kV开关柜在线监测、避雷器在线其中变压器在线监测通常由变压器铁心夹件在线监测、变压器局放在线监测、变压器微水在线监测、变压器油色谱在线监测及变压器声纹在线监测等组成，可根据场站实际故障情况、变压器特点配置其他在线监测。GIS在线监测通常由GIS局放在线监测、GIS微水在线监测等组成，可根据场站实际故障情况、GIS特点配置其他在线监测。开关柜在线监测通常由开关柜机械特性在线监测、开关柜局放在线监测、开关柜无线测温在线监测，可根据场站实际故障情况、开关柜特点配置其他在线监测。在升压站(汇流站)送出线路、集电线路、中压母线等避雷器的接地线上均配置泄漏电流在线监测仪，并应采取防止二次接头受潮的7.4.2火灾消防子系统升压站应配置火灾消防子系统，包含火灾自动报警系统、站区消防系统(根据水工方案配置)。火灾自动报警系统由火灾探测器、手动火灾报警按钮、火灾声光报警器、消防应急广播、消防专用电话、消防控制器图形显示装置、火灾报警控制器、消防联动控制器等组成。站区消防系统宜配置油浸式变压器自动灭火、建筑物自动灭火装置。油浸式变压器自动灭火一般包含排油注氮、水喷淋等灭火系统，继电保护室、主控室、危废库等建筑物自动灭火系统一般包含各类型气体、高压细水雾等灭火系统，实施时选择一种作为建筑物自动灭火7.4.3安全防卫子系统升压站应配置安全防卫子系统，包含智能门禁、周界防范，联动场站内摄像机，满足场站安防运行需要。智能门禁系统通常由感应卡式门禁、面部识别门禁等组成。采用联网控制型门禁系统，由可识别设备、执行设备、传输设备、管理和控制设备以及相应的系统软件组成。在场站出入口配置门禁系统、车辆识别系统，人车可共用相关通道。在生活建筑物出入口配置门禁系统。在配电区、生产建筑物、站区控制室、继电保护室配置门禁系统，门禁系统预留与两票管理联动接口，综合实现人员管控功能。周界防范通常由电子围栏、激光对射入侵探测器、警铃等组成。升压站(汇流站)围墙上方通常安装脉冲电子围栏，电子围栏独立防区不宜大于100m,采用四线制或六线制。电子围栏需具备防雷接地措施，应与主接地网连接，接地电阻允许值不大于10Ω。激光对射入侵探测器在站区大门出入口配置，检测外来人员的入侵。在站区大门上方宜配置1～2对激光对射入侵探测器。警铃在主控室及大门安装，警情发生时启动发出声音警告，同时向远方告警。7.4.4动环子系统升压站应配置动环子系统，包含环境监测与控制系统、GIS室及35kV配电室的SF6泄露监测系统、电气设备屏柜的温湿度传感器，实现站内环境数据的实时采集、处理和上送。环境监测与控制系统由温湿度传感器、水位探测器、红外探测器等多种传感器和监控主机组成。环境监测与控制系统由温湿度传感器、水位探测器、红外探测器等多种传感器和监控主机组成。在升压站(汇流站)配置温湿度变送器、红外探测器、烟雾传感器，全方位监测场站环境情况。在升压站(汇流站)电缆沟配置水位探测器用于监测电缆沟进水情况，并可根据场站需求实现与水泵进行联动，当超过设定阈值时启动水泵。7.4.5智能锁控子系统升压站可配置智能锁控子系统。智能锁控系统由智能钥匙、机械解锁钥匙、各类智能锁具及后台软硬件设施等组成。在站区大门出入口配置和智能钥匙和智能锁具，对所有开锁操作进行记录，监控出入行为。7.4.6智能巡视子系统升压站应配置智能巡视子系统，智能巡视子系统应包含视频巡视，根据区域维检要求宜包含轨道机器人、轮式机器人、智能无人机巡检、运维单兵，可包含智能标签。实现数据采集、自动巡视、智能分析、实时监控、智能联动、远程操作等功能。在升压站(汇流站)大门处配置枪式摄像机，可以监控并记录场站的人员、车辆出入信息。在升压站(汇流站)周界可选配球式摄像机，通过智能识别实现区域入侵侦测、越界侦测、移动侦测。在升压站(汇流站)建筑物走廊进出口配置枪式摄像机，主控室及各个电气房间配置球式摄像机，可实现对站内建筑物全方位的监控与巡视。在升压站(汇流站)站区、高压配电装置区、主变区、SVG区等配置球式摄像机，实现设备状态监视。无法实现数字化上传的重要装置、表计处配置枪式摄像机，实现数据采集。7.5通信7.5.1系统通信(1)系统通信应根据远动、继电保护、调度及行政电话等需求组织通信通道。通道宜采用光纤通信，通信路由宜根据地区电网通信网络架构进行设计。根据接入系统方案确定系统通信设备的配置。(2)通信设备优先采用站内直流一体化电源系统由两套DC/DC转换装置转换为DC48V供电，也可采用独立通信电源方案。(3)一体化电源系统蓄电池容量应满足切除非通信负荷后，剩余蓄电池容量确保通信设备≥4小时供电要求。(4)通信电源型式及容量最终满足接入系统要求。7.5.2站内通信升压站通信包括生产调度、行政管理通信系统，通信设备应根据接入系统方案选择程控交换机等设备。当有条件时，也可设置1部市话作为备用联络通道。生产辅助区设置电话及网络系统，站内通信网络采用直接配线方式，所有音频用户线路均经配线设备和电话分线盒分配。7.6站区总平面7.6.1总平面布置(1)站区总平面应根据站址自然条件、接入系统、工艺技术、运行及施工生活需要，按最终规模统一规划，远近结合，以近为主。(2)应贯彻节约用地的原则，通过优化布置，合理利用自然地形，控制各项用地面积，站区相关指标满足当地规划部门的要求。(3)站内建构筑物布置，出线方向等应根据接入站位置、地形地址条件、接入系统的方案、交通条件、生产、生活和安全等要素确定。(4)站区布置宜按功能进行分区，办公生活区与生产区相对独立。(5)站内各建、构筑物的最小间距应符合防火方面的有关规定。(6)配电装置选型应因地制宜，尽量采用占地少的配电装置型式。(7)高压配电室、低压配电室、蓄电池室、继电保护室可合并布(8)办公生活建筑宜结合日照方位进行布置，辅助、附属建筑和行政管理建筑宜采用联合布置和多层建筑。(9)应根据地质、地形等条件，将主要生产建(构)筑物布置在(10)升压站总平面布置应在用地红线范围内，包含围墙外边坡、(11)升压站总平面布置宜留有扩建的可能性，不堵死扩建端，具体结合站区规划容量、地形条件、用地边界等确定。7.6.2竖向布置(1)竖向设计应与总平面布置同时进行，根据工艺要求、总平面布置格局、土石方平衡、交通运输，场地排水等条件综合考虑。场平标高应与站外现有和规划的道路、排水系统、周围场地标高等相协调。(2)根据升压站等级和规模确定站区防洪标准，对于站内地面低于防洪高水位的区域，应采取相应的防洪措施。(3)应合理利用自然地形，因地制宜确定竖向布置形式，分为“平坡式”和“台阶式”。站区自然地形坡度较大的，宜采用台阶式，台阶宜平行自然等高线。(4)应根据站址地形、地区降雨量、场地土性质、竖向布置形式及道路布置，合理选择排水方式，宜采用地面自然散流渗排、雨水明沟、暗管等方式。(5)位于膨胀土地区的升压站，其竖向布置宜保持自然地形，避免大挖大填；位于湿陷性黄土地区的山前斜坡地带的升压站，宜沿自然等高线布置。(6)扩建、改建升压站的竖向布置，应与原有站区竖向布置相协调，并充分利用原有的排水设施。7.6.3道路(1)升压站进站道路的路径应根据站址周围道路现状，结合远景发展规划和站区总平面及竖向布置设计综合确定。(2)进站道路路面宽度宜根据变电站的电压等级按下述原则确定：110kV及以下变电站：4.0m。220kV变电站：4.5m。330kV及以上电压等级变电站：6.0m。当进站道路较长时，330kV及以上变电站的进站道路宽度可统一采用4.5m,并设置错车道。(3)站内道路布置应满足运行、检修、设备运输及安装等要求，还应符合安全、消防、节约用地的有关规定。220kV及以上变电站的主干道应布置成环形，如成环有困难时，应具备回车条件。(4)站内环形消防道路路面宽度宜为4m,站区大门至主变压器的运输道路宽度为：110kV变电站4m,220kV变电站4.5m,330kV及以上变电站5.5m。(5)站内道路的转弯半径应根据行车要求和行车组织要求确定，一般不应小于7m。主干道的转弯半径应根据通行大型平板车的技术性能确定，330kV及500kV变电站主干道的转弯半径为7m～9m。(6)站内道路的纵坡不宜大于6%,山区变电站或受条件限制的地段可加大至8%,但应考虑相应的防滑措施。(7)站内道路宜采用混凝土路面，当具备施工条件和维护条件时也可采用沥青混凝土路面。(8)升压站场地可采用混凝土硬化、碎石/卵石铺砌、方砖铺砌等处理措施，办公生活区可适当进行绿化。7.6.4围墙大门(1)站区围墙应根据节约用地、便于安全包围、结合地形布置等原则，力求规整，注重美观。(2)站区围墙宜采用不低于2.3m高的实体围墙，或其他装饰性围墙，围墙颜色与主体建筑风格和谐统一。(3)根据电气设备的布置和要求，需要时在站内设备四周设置围(4)站区出入口宜设置统一标识墙。(5)站区大门宜采用实体大门。(6)站区围墙宜设置